Seleccion Del Pararrayos

MEMORIAS DE CALCULO SUBESTACION SAN ESTANISLAO

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SS//EE SSAANN EESSTTAANNIISSLLAAOO

TABLA DE CONTENIDO 1. GENERALIDADES. 2. CRITERIOS DE DISEÑO

3. CONDICIONES AMBIENTALES

4. PARAMETROS ELECTRICOS

5. MEMORIAS DE CÁLCULO 5.1 SELECCIÓN DE PARARRAYOS 5.2 COORDINACION DE AISLAMIENTO 5.3 DISTANCIAS ELECTRICAS 5.4 NUMERO DE AISLADORES POR CADENA 5.5 CALCULO DE APANTALLAMIENTO 5.6 CONDUCTORES PARA BARRAJES Y ACOMETIDAS MT 5.7 DIMENSIONAMIENTO DE DUCTOS Y CANALETAS 5.8 MALLA DE TIERRA

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1. GENERALIDADES.

Este documento contiene los criterios adoptados y las memorias de cálculo realizadas para el diseño eléctrico de la subestación SAN ESTANISLAO 34.5/13.8 KV – 10 MVA, ubicada en el departamento de Bolivar, ejecutado bajo el contrato CONT-COCA-0076-06 suscrito entre CONSULTORES UNIDOS S.A. y ELECTROCOSTA-ELECTRICARIBE.

2. CRITERIOS DE DISEÑO

Los criterios aplicados al diseño fueron concertados previamente con el cliente, y se aplican al siguiente grupo de subestaciones incluidas en el alcance del contrato mencionado: - Todas las subestaciones serán telecontroladas. - Las subestaciones menores de 5 MVA ubicadas en puntos intermedios de las

líneas tendrán entrada y salida del circuito 34.5 KV, con pórtico de 4 postes. Emplearán reconectadores en 34.5 KV y 13.8 KV. ELECTROCOSTA-ELECTRICARIBE definirá las especificaciones particulares establecidas por la Empresas para estos equipos.

- Las subestaciones mayores de 5 MVA y menores de 10 MVA ubicadas en puntos

intermedios de las líneas tendrán entrada y salida del circuito 34.5 KV y serán con equipo tipo convencional intemperie con su caseta de control y servicios auxiliares y dispondrán de reconectadores como equipo a nivel 13,8 kV.

- Las subestaciones ubicadas actualmente en terminal de circuito y que por

prolongación de la red pasan a ser intermedias, serán reconfiguradas y pasarán a tener entrada-salida del circuito. Para estas subestaciones debe ejecutarse un diseño completo que se pagará proporcional por módulo de un diseño nuevo.

- Las subestaciones mayores de 10 MVA emplearán equipos tipo intemperie

convencionales/Celda tipo interior a 34.5 KV y Celdas tipo interior de 15 KV. El diseñador dará las especificaciones particulares para estos equipos.

- Se instalará un solo transformador por cada subestación y de la capacidad

indicada por el Cliente. En caso de requerirse ampliación de la capacidad de transformación, ELECTROCOSTA-ELECTROCARIBE cambiará el transformador




por uno de mayor capacidad. En este caso, el diseñador tendrá en cuenta este aspecto y diseñará la obra civil para una sola unidad transformadora.

- Los cerramientos de las subestaciones se harán en mampostería con ladrillo a la

vista de 3 m de altura, puerta metálica en lámina y concertina de 14”. - Cuando sea aplicable, se emplearán materiales homologados por

ELECTROCOSTA-ELECTRICARIBE. - ELECTROCOSTA-ELECTRICARIBE brindará apoyo al diseñador suministrando

la información relacionada con diagramas unifilares actualizados del sistema, unidades constructivas, proyectos tipo y aquella información útil al proyecto.

- Para efectos de coordinación de aislamiento, se tomará una distancia nominal de

fuga (Kf) de 25 mm/KV, equivalente a un Nivel de contaminación Alto (H). - La altura de montaje de equipos de alta tensión para guardar distancia de

seguridad es de 2.40 m. - La alimentación de los servicios auxiliares en AC se hará a una tensión de

220/127 VCA ó 220/110 VCA mediante la instalación de un transformador de distribución.

- La iluminación del patio se hará con luminarias de sodio de alta presión

alimentadas por circuitos de 220 VCA. El nivel de iluminación media para esta área de 50 luxes

- Se diseñarán trampas de grasa con 3 capacidades de almacenamiento según las

siguientes potencias de transformadores: Para 5 MVA (Volumen de aceite ˜2700 litros); 10 MVA (Volumen ˜3700 litros) y 12/15 MVA (Volumen de aceite ˜4000 litros).

- Se construirán casetas de control para las S/E mayores de 5 MVA donde

se instalaran el equipo de Telecontrol (RTU), protecciones y Servicios auxiliares.

- Se construirán casetas de control para las S/E mayores de 10 MVA donde

se instalaran las celdas tipo interior , el equipo de Telecontrol (RTU), protecciones y Servicios auxiliares.

- Se incluye en el diseño y la construcción de todas las salidas de circuitos

hasta su interconexión con las redes existentes aplicando criterios de arquitectura de Red.




3. CONDICIONES AMBIENTALES

- Altura sobre el nivel del mar (m): < 1000 msnm - Temperatura ambiente Promedio (°C): 28 - Humedad Relativa (%): 75 - Sismicidad : Baja (Aa=0.10)

4. PARAMETROS ELECTRICOS

Nivel de Voltaje y BIL Nominal Máximo Alta Tensión 66 KV 69 KV Media Tensión 34.5 KV 36 KV Media Tensión 13.8 KV 15 KV Frecuencia del sistema eléctrico (Hz): 60 BIL para 66 kV 325 kV BIL para 34.5 kV. 170 kV BIL para 13.8 kV 95 kV BIL para Baja Tensión 10 kV

5. MEMORIAS DE CÁLCULO

5.1 SELECCIÓN DE PARARRAYOS Datos del Sistema:

Voltaje Nominal, KV 34.5 13.8 Voltaje Máximo, Vm 36 15 Nivel de Polución Alto Alto Factor de diseño del pararrayo, Ko 0,8 0,8 Capacidad del Pararrayos, Kt (1) 1,15 1,15 Factor Sistemas sólidos a tierra, Ke 1,4 1,4

(1) Depende del tiempo de duración de la sobretensión temporal, 1 sg. Voltaje nominal de los pararrayos: El voltaje nominal de los pararrayos se encuentra teniendo en cuenta los siguientes parámetros:




Voltaje máximo del Sistema, Vm, kV 36 15 Tensión continua de operación, COV: • COV= Vm/sqr3

20.80 KV

8.67 KV Sobretensión temporal, TOV: • TOV=Ke x COV

29.12 KV

12.13 KV

La Tensión nominal del pararrayos, R, es el mayor valor entre Ro y Re: • Ro = COV/Ko= • Re = TOV/Kt= • R ( Se toma un 5% para Vn> 100 KV

y 10% para Vn< 100kV)

26.00 KV 25.32 KV 26.00x1.10=28.60 KV

10.84 KV 10.54 KV 10.84x1.10= 11.92 KV

Voltaje Nominal Normalizado del Pararrayos, Vn.

30 KV

12 KV

5.2 COORDINACION DE AISLAMIENTO Se presenta un ejemplo de Coordinación Típica con pararrayos marca ABB, tipo EXLIM-Q. El contratista debe calcular esta Coordinación con los pararrayos que ofrezca y estén dentro de las especificaciones, verificando que el nivel de protección por sobretensión (Ci) sea mayor a 1.2, como se indica a continuación:

Voltaje Sistema, KV 34,5 13,8 Pararrayo ABB, 10 KA EXLIM Q 36-30 EXLIM Q15-12 NPR= Vresidual - Nivel de protección del pararrayos (valor de catálogo), KV

93.6 30

NPM - Nivel de Protección al impulso tipo maniobra – (valor de catálogo), KV

76.8 24.6

BIL=Ke x Vres , KV 134.8 42 BSL(aceite)=0.83 x BIL - Tensión soportada al Impulso tipo Maniobra para equipos aislados en aceite, KV

111.9 34.86

NipM(aceite)= BSL(aceite)/NPM, - Nivel de protección del equipo por maniobra (debe ser > 1.15)

1.45 1.42

BSL(aire)=0.75 x BIL, - Tensión soportada al Impulso tipo Maniobra para equipos aislados en aire, KV

101.1 31.5

NipM(aire)= BSL(aire)/NPM, - Nivel de protección del pararrayos, debe ser > 1.15

1.31 1.28

BIL normalizado del equipo, KV 170 95




NipR=BIL/NPR - Nivel Protección al impulso tipo rayo, (debe ser > 1.2)

1,81>1,2 3.01>1,2

Coordinación: Correcta Correcta Distancia de protección del pararrayos (L) Se calcula mediante la fórmula: L=((BIL-Vres).?)/2S L34.5 KV=((170-93.6)x300 m/µs/2x500 KV/µs) = 22.92 m Para 13.8 KV: L13.8 KV=((95-30)x300 m/µs/2x500 KV/µs) = 19.50 m




5.3 DISTANCIAS ELECTRICAS Con base en normas y recomendaciones de IEC se adoptan en estos proyectos las siguientes distancias en función de cada nivel de tensión.

PARAMETROSa) Nivel de tensión 34.5 KV 13.8 KVb) Normas c) BIL, KV 170 95d) Altura sobre el Nivel del Mar, mc) Distancias mínimas en aire, (m).

Dminf-t (m) 0.33 0.17Dminf-f (m) 0.38 0.19

d) Distancias de diseño entre fases, (m)Df-f (m), fases flexibles (mismo cto) 1.50 1.20Df-f (m), fases flexibles (circuito dif.) 1.80 1.50Df-f (m), fases rígidas (mismo cto) 0.50 0.30Df-f (m), fases rígidas (circuito dif.) 0.70 0.40

e) Altura de diseño soporte de equipos, Hse, (m) 2.40 2.40f) Distancia de trabajo horizontal, Dh, (m): 3.00 3.00g) Distancia de trabajo vertical, Dv, (m): 3.00 3.00h) Distancia de fuga mínima, Df (mm): 900 375

NIVEL DE TENSION

<1000

IEC-71 y recomendaciones Comité 23 de IEC

5.4 NUMERO DE AISLADORES POR CADENA El número de aisladores por cadena para los barrajes se determina con la siguiente fórmula:

#a = 1.15 * Df / df Donde, - Df es la distancia mínima de fuga requerida, en mm - df es la distancia de fuga de cada aislador a utilizar, en mm Ahora: Df = kf * kd * Um ; [mm] Distancia mínima de fuga Donde:




- kf es la distancia de fuga específica mínima nominal, según tabla de IEC. Por

criterios de diseño se adoptó una distancia nominal de fuga de 25 mm/KV para un nivel de contaminación alto.

- kd es el factor de corrección según el diámetro Dm del aislador (Si Dm<300mm,

kd=1; si 300mm<=dm<=500mm, kd = 1.1; si Dm>500mm, kd = 1.2) - Um - Máxima tensión fase-tierra del sistema. Usando un aislador Clase ANSI-52-4 del mismo tipo utilizado por ELECTROCOSTA-ELECTRICARIBE (Código 434075), cuya df=292 mm, obtenemos para cada nivel de tensión:

Df (mm) # a KV Kf= 25 mm/KV Kf= 25 mm/KV

13.8 375 2 34.5 900 4

Se comprueba que la longitud de la cadena con la cantidad de aisladores determinados sea mayor que la distancia de aislamiento crítico. Ejemplo para 34.5 KV: L > Dc [m]

L = 0.146 (N-1) + 0.2 [m] Longitud de la cadena

Dc = Distancia crítica, 0.330 m para 34.5 kV. (resultado de aplicar la fórmula de distancia crítica de aislamiento de la referencia [2] para el nivel 34.5 KV; ver cuadro del numeral 5.3 ).

L34.5 = 0.146 * (4-1) + 0.2 = 0.638 m, para la cadena de 34.5 kV, nivel de polución alto.

L>Dc, luego la cantidad de aisladores determinada tiene una longitud de aislamiento que cumple con la distancia crítica previamente establecida para el nivel de tensión en estudio. Como el sitio de la subestación está a una altura inferior a 1000 msnm, no es necesario hacer corrección por densidad del aire.




5.5 CALCULO DE APANTALLAMIENTO Su objetivo es verificar que la geometría de la disposición física de equipos y la localización del cable de guarda ofrezcan un apantallamiento adecuado para que los equipos no reciban descargas que superen su característica nominal de aislamiento (BIL). Por método electro-geométrico, tenemos:

donde, Rsc: Radio critico de flameo, respecto a los conductores mas elevados de la subestación, m. Ic: Corriente mínima que produce salidas de las instalaciones por falla de blindaje, kA.

Donde, TCF : Tensión critica de flameo, kV Zo: Impedancia Característica del conductor, Ohm

Los círculos de atracción (apantallamiento) del cable de guarda deben ser superiores e incluir los equipos o conductores vivos. r'sc = 0.9 rsc – Radio de atracción de la tierra Un equipo no resulta con daño, si TCF > BIL; (TCF =ƒ(Ic.). En el cuadro siguiente se presentan los resultados del cálculo y en los planos de la subestación se ilustra la disposición que deben tener los cables de guarda para el apantallamiento, incluyendo una comprobación de la altura que debe tener el cable de guarda sobre el conductor. Además, se verifica por el método del ángulo de Bewley que la disposición seleccionada para el cable de guarda sobre el conductor

mIcrsc3/206.9=

kAZoFCTIc )2//(..=

kVLIBFCT 961.0/.... =




ofrece la protección adecuada, condición que resulta cuando ANG = ANG max., condición que se cumple en este caso.

Variable Cantidad Unidades DescripciónYf= 9.40 m Altura de remate del conductor

Vano 10.5 m Vano del barrajef= 0.21 m Flecha del vano

Yav= 9.26 m Altura promedio del conductorrc= 0.008 m Radio del conductor

Zo= 201.87 ohmios Impedancia caracterísica conductorBIL= 170 kV Nivel básico aislamiento

TCF= 176.90 kV Tensión crítica flameoIc= 1.75 KA Corriente del rayo

rsc= 13.17 m Radio crítico de flameoAM= 10 m Ancho del módulo

N= 2 u Número de cables guarda por móduloD= 5.00 m Distancia entre cables de guarda

bmin= 0.99 m Altura mínima c. guarda sobre conductorbmontaje= 5.50 Altura de montaje c. guarda sobre conductor

hmin= 9.72 m Altura mínima guarda sobre el terrenohmontaje= 11.9 m Altura de montaje cable guarda

bmin= 5.5 m Altura montaje c. guarda sobre conductora= 1.0 m Distancia fase exterior y centro columnad= 1.5 m Distancias entre fases

dexter= 2.5 m Distancia fase más lejana del c. guardaANG= 24.4 grados Angulo de protección

ANGmax= 45 grados Angulo máximo de protección

METODO ELECTROGEOMETRICO

COMPROBACIONAngulo del Método de Bewley

5.6 CONDUCTORES PARA BARRAJES Y ACOMETIDAS MT Los conductores para barrajes en 34.5 y 13.8 KV y para la interconexión de equipos se calculan para que soporten las máximas corrientes que pueden circular por ellos. En esta subestación se instala inicialmente un transformador de 10 MVA; sin embargo, es previsible una futura ampliación en capacidad instalada a 20 MVA, en cuyo caso las corrientes nominales, In y corrientes máximas, Imax., son: In(34.5 KV)= 335 A; Imax =1.25 Inom=419 A In(13.8 KV)=838 A; Imax = 1.25 Inom=1048 A.




Para el barraje de 34.5 KV se selecciona por catálogo de fabricante un conductor tipo ACSR 266.8 MCM, referencia PARTRIDGE, cuya capacidad de corriente a 20 °C es 457 A. En el lado de 13.8 KV se instalarán celdas tipo metal-clad, con barraje para 1200 A, previendo la futura ampliación. Este barraje debe ser seccionado una vez se haga la ampliación de la subestación. Para la acometida entre el transformador de potencia y la celda de entrada general 13.8 KV se empleará cable de cobre apantallado con cinta metálica, aislamiento XLPE 100%. El calibre se define para la potencia inicial instalada de 10 MVA. Cuando se realice la ampliación de la capacidad de la subestación, debe instalarse una nueva fila de celdas para el nuevo transformador, interconectándolas entre sí mediante una celda de acople de barras. Para las condiciones iniciales los calibres requeridos son: Inom (trafo lado 13.8 KV)= 419 A Icond = 1.25 x Inom = 524 A. De acuerdo con el NEC, las tablas y recomendaciones de fabricantes y considerando su instalación en cárcamo no ventilado, se debe aplicar un factor de reducción de capacidad de corriente Fr= 0,8 sobre la capacidad nominal del conductor al aire. En consecuencia se debe seleccionar un conductor cuya capacidad de corriente al aire sea igual a Icond /0.8=655 A. De acuerdo con catálogo de fabricantes, el conductor apto para esta capacidad de corriente es XLPE 400 MCM - 15 KV cuya corriente nominal al aire es 660 A. La corriente permisible de cortocircuito para este cable es de 40 KA para 0.3 seg. y 18 KA para 3 seg., lo cual resulta en un dimensionamiento adecuado en relación con la potencia del transformador y los tiempos de operación de las protecciones. Para las salidas de circuitos 13.8 se empleará el calibre definido para cada una de las líneas de acuerdo con la carga a transportar.

5.7 DIMENSIONAMIENTO DE DUCTOS Y CANALETAS Cuando haya lugar a emplazamiento de cables en ductos o canaletas, el tamaño del ducto se determinará aplicando el criterio de llenado establecido en el NEC, por área y por diámetro:

- Para cables de control: Máximo el 60% de llenado




- Para cables de fuerza: Máximo el 40% de llenado. El tamaño de la bandejas y por ende de la canaleta se establece teniendo en cuenta las recomendaciones de llenado, por tipo y calibre de cables indicado en el NEC, sección 318.

5.8 MALLA DE TIERRA Para los cálculos de la malla de tierra se siguió la metodología de la IEEE-80-2000. En los cálculos se tuvieron en cuenta los valores de resistividad del terreno obtenidos durante el estudio de suelos. Los valores de corto-circuito fueron suministrados por ELECTROCOSTA-ELECTRICARIBE. En los cuadros siguientes se presentan los cuadros con los datos de entrada y los resultados obtenidos mediante la aplicación de la metodología mencionada.




No. DATOS DE ENTRADA: U VALOR1 Norma IEEE-80-20002 Potencia de corto circuito MVA 2003 Nivel de tensión KV 34.54 Corriente de corto circuito (ajustada con el factor de decremento) A 52365 Tiempo de operación de las protecciones de respaldo, S seg. 36 Tiempo de operación de las protecciones primaria, t seg. 0.17 Ancho de la malla m 358 Largo de la malla m 459 Resistividad del terreno ?-m 30010 Resistividad de la capa superficial (grava) del patio de la S/E ?-m 500011 Varillas de puesta a tierra m 5/8"x2.4412 Temperatura máxima ambiental, TA °C 4013 Temperatura máxima permisible para uniones soldadas, TM °C 450

De acuerdo con el cuadro de la página siguiente y basado en la metodología de la IEEE-80, los resultados del cálculo de la malla a tierra son:

RESULTADOSDe acuerdo con el cuadro de la página siguiente y basado en la metodología de la IEEE-80, los resultados del cálculo de la malla a tierra son:

1 Cuadrícula promedio de la malla a tierra m 4x42 Calibre del cable de cobre AWG 4/03 Longitud de la malla, LA m 870.004 Longitud mínima de la malla, L m 705.465 Resistencia de la malla, Rg ? 0.436 Número de varillas de puesta a tierra, Nv U 247 Factor de repartición de la corriente de falla con los cables de guarda, FR 18 Tensión de contacto V 25289 Tensión de contacto tolerable V 305510 Tensión de paso V 196411 Tensión de paso tolerable V 11435




Cantidad UnidadesPcc3φ= 250 MVA

Vφφ= 34.5 KVNivel C.C.= 4,189 A

F ajuste Icc= 1.25 Icc3φ= 5,236 AIccφ= A

ACM= 82,649 Circular milsTM= 450 °CTA= 40 °CS= 3 segρ= 300 Ω -mρs= 5,000 Ω -mh= 0.60 m

r equiv. 22.39 mAncho= 35.00 m

Largo= 45.00 mA= 0.3

Espacio entre cond, D= 4.00 mAr= 1575 m2

N= 12n= 10

LA CONSTRUIDA= 870.00 mRmalla= 3.69 Ω

KM= 0.51598Ki= 2.71400d= 0.01326 mt= 0.1 seg

L= 705.46 mNv= 24 uLv= 2.44 m

RadioVarilla= 0.01950 mRnVarillas= 0.49 Ω

Rg= 0.43 ΩKS= 0.40077 V

Vpaso= 1,964 VEpaso tolerable= 11,435 V

Vcontacto= 2,528 VEcontacto tolerable= 3,055 V

RESULTADOS DE CALCULO MALLA PAT



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